石英砂用于頁巖氣儲層壓裂的經(jīng)濟(jì)適應(yīng)性

楊立峰 田助紅 朱仲義 嚴(yán)星明 易新斌 段貴府 蒙傳幼 鄒雨時

1.中國石油天然氣集團(tuán)有限公司油氣藏改造重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 2.中國石油勘探開發(fā)研究院3.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院 4.中國石油大學(xué)（北京）

0 引言

水力裂縫的導(dǎo)流能力是影響頁巖氣單井壓后的產(chǎn)量重要因素之一[1-4]。四川長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣儲層壓裂由于其閉合壓力較高[5]（儲層埋深2 000～3 500 m、44～68 MPa），以往使用可在高閉合壓力下保持高導(dǎo)流能力的40/70目陶粒作為主要的支撐劑，達(dá)到保持裂縫通道長期有效的作用[6-8]，實(shí)現(xiàn)單井增產(chǎn)。但由于用量大，單井的材料成本較高。

國外致密油氣為了進(jìn)一步降低支撐劑的成本，開始大量使用石英砂。但論述為何可以采用石英砂作為支撐劑替代陶粒在頁巖氣較高應(yīng)力的儲層論證石英砂的應(yīng)用可行性未見相關(guān)報道。

筆者提出了論證在非常規(guī)高應(yīng)力儲層應(yīng)用石英砂的適應(yīng)性的方法。并利用氣藏數(shù)值模擬方法，論證了儲層所需的支撐裂縫導(dǎo)流，利用頁巖氣井生產(chǎn)歷史統(tǒng)計分析結(jié)果和人工裂縫擴(kuò)展模擬結(jié)果，明確了儲層作用在支撐劑上的有效應(yīng)力、有效應(yīng)力加載在支撐劑上的加載速度和縫網(wǎng)內(nèi)的支撐劑的鋪置濃度，認(rèn)識到常規(guī)的支撐劑評價方法無法直接應(yīng)用于頁巖氣應(yīng)用支撐劑的優(yōu)選。提出了新的適合長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣現(xiàn)場選用支撐劑導(dǎo)流的實(shí)驗(yàn)方法，并利用該方法進(jìn)行了支撐劑的篩選，優(yōu)選了試驗(yàn)井，開展了大規(guī)模應(yīng)用石英砂礦場實(shí)驗(yàn)，論證了在該地區(qū)3 500 m以淺儲層應(yīng)用石英砂作為支撐劑的可行性和適應(yīng)性。

1 頁巖氣用石英砂適應(yīng)性論證流程

由于以往石英砂多用于埋深較淺、閉合壓力多小于30 MPa的常規(guī)儲層，在這種情況下，石英砂可以提供較高的導(dǎo)流能力，滿足生產(chǎn)對導(dǎo)流能力的需求。

對于長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)的儲層埋深2000～3500 m而言，閉合壓力較高（44～68 MPa），明顯已經(jīng)大于常規(guī)儲層，在生產(chǎn)后期，作用在支撐劑上的力會遠(yuǎn)大于30 MPa，在這種條件下石英砂的破碎率明顯增加，保持導(dǎo)流能力的水平也會顯著降低，是否能夠滿足生產(chǎn)需求，需要新的實(shí)驗(yàn)流程和論證過程。

圖1 論證支撐劑適應(yīng)性的流程圖

筆者提出了研究石英砂在高閉合應(yīng)力儲層應(yīng)用的論證過程如圖1所示。即：①采用數(shù)值模擬方式結(jié)合基質(zhì)滲透率，論證生產(chǎn)中所需裂縫的導(dǎo)流能力；②通過儲層應(yīng)力狀態(tài)、裂縫擴(kuò)展模擬及以往井生產(chǎn)歷史，確定加載支撐劑上的最高載荷、支撐劑的鋪置濃度、實(shí)驗(yàn)中的應(yīng)力加載速度3個條件，并結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)條件，制定實(shí)驗(yàn)方法，進(jìn)行樣品的導(dǎo)流能力測試篩選實(shí)驗(yàn)；③利用初選出來的實(shí)驗(yàn)樣品，進(jìn)行長期導(dǎo)流能力的實(shí)驗(yàn)或者估算，然后進(jìn)行初步壓裂設(shè)計，并進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評價，進(jìn)行再次篩選；④進(jìn)行現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)，并觀察效果，如果與可對比井對比結(jié)果可以接受，則進(jìn)行推廣應(yīng)用，如果不滿足生產(chǎn)需求，則再重新調(diào)整實(shí)驗(yàn)方案，調(diào)整實(shí)驗(yàn)樣品（這里即包括石英砂，也包陶?；旌鲜⑸皹悠罚?，再次重復(fù)篩選合格樣品，直到篩選出滿足生產(chǎn)需求的樣品。

2 頁巖儲層人工裂縫導(dǎo)流能力需求

2.1 儲層基質(zhì)滲透率

頁巖氣水力壓裂所需的人工裂縫導(dǎo)流能力取決于頁巖基質(zhì)的滲透率。由于頁巖基質(zhì)的孔滲極低，在含天然裂縫的儲層壓后多形成復(fù)雜裂縫，因此尚無法采用較為精確的礦場方式獲取基質(zhì)滲透率。筆者采用巖心測試結(jié)果。作為論證人工裂縫導(dǎo)流能力的基礎(chǔ)參數(shù)，長寧區(qū)塊下志留統(tǒng)龍馬溪組優(yōu)質(zhì)段頁巖基質(zhì)滲透率為0.7×10－4～1.5×10－4mD，平均 1.0×10－4mD；威遠(yuǎn)區(qū)塊優(yōu)質(zhì)段頁巖基質(zhì)滲透率為1.0×10－4～6.0×10－4mD，平均2.4×10－4mD。

2.2 頁巖縫網(wǎng)所需裂縫導(dǎo)流能力

利用數(shù)值模擬方法，對生產(chǎn)所需的人工裂縫導(dǎo)流能力進(jìn)行了分析，結(jié)果表明，人工裂縫導(dǎo)流能力需求較低，且分支裂縫導(dǎo)流對產(chǎn)量的影響小于主裂縫導(dǎo)流。這里給出某個計算實(shí)例進(jìn)行說明，模擬假設(shè)裂縫形態(tài)呈現(xiàn)縫網(wǎng)狀態(tài)，主裂縫間距25 m，分支裂縫間距25 m，水平段長度1 500 m，儲層厚度40 m，主裂縫長度100 m，壓力系數(shù)2.0，基質(zhì)滲透率分別為 1.0×10－4mD、2.4×10－4mD、6.0×10－4mD。

模擬結(jié)果表明，裂縫導(dǎo)流能力增加到一定值后，當(dāng)主裂縫導(dǎo)流能力為0.8～1.0 D·cm（圖2），分支裂縫導(dǎo)流能力為0.05～0.10 D·cm（圖3），累計產(chǎn)氣量增幅變緩。

圖2 單井不同主裂縫導(dǎo)流3年末的累計產(chǎn)氣量圖

圖3 單井不同分支裂縫導(dǎo)流3年末的累計產(chǎn)氣量圖

3 現(xiàn)場用支撐劑評價實(shí)驗(yàn)新方法

3.1 支撐劑上的有效應(yīng)力

加載在支撐劑上的力與應(yīng)力的狀態(tài)和孔隙壓力有關(guān)，對于主裂縫垂直于最小主應(yīng)力方向的情況，生產(chǎn)初期加載在主裂縫支撐劑上的力為閉合壓力（此時該值理論上與最小主應(yīng)力相等）與孔隙壓力的差值，生產(chǎn)過程中孔隙壓力逐漸降低，應(yīng)力也隨之降低[9]。即

式中σe表示作用在支撐劑上的有效閉合壓力，MPa；t表示生產(chǎn)時間，d；σc表示儲層原始閉合壓力，MPa；v表示泊松比，無因次；σnow表示儲層縫內(nèi)閉合壓力，MPa；po表示原始孔隙壓力，MPa； pnow(t)表示生產(chǎn)到t時刻對應(yīng)的縫內(nèi)某點(diǎn)的壓力，MPa。

長寧區(qū)塊的泊松比為0.158～0.331，平均0.225；威遠(yuǎn)區(qū)塊的泊松比為0.115～0.258，平均值為0.22。以此可以估算，當(dāng)深度為3 500 m時的壓力系數(shù)為1.6、閉合壓力為68 MPa時，其井底壓力降低到3 MPa（假設(shè)廢棄壓力為3 MPa），最高作用在支撐劑上的力約為50 MPa；當(dāng)壓力系數(shù)較低時取1.2，應(yīng)力較高情況取68 MPa，廢棄壓力取3 MPa，則最高作用在支撐劑上的力約為54 MPa。

長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)測井計算得到最大主應(yīng)力比最小主應(yīng)力高10～15 MPa，則分支裂縫內(nèi)最高作用在支撐劑上的力約為69 MPa。

3.2 支撐劑上的有效應(yīng)力加載速率

裂縫閉合后作用在支撐劑上的有效應(yīng)力會隨著生產(chǎn)壓差的增加而增加，其增加的速率與井底壓力降低的速率是同步的。通過對長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析（表1），認(rèn)識到生產(chǎn)過程中有效應(yīng)力加載在近井支撐劑上的速率為0.013～0.270 MPa/d（考慮因孔隙壓力降低導(dǎo)致的閉合壓力降低影響加載速度會更低）。

表1 長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)作用在支撐劑上的壓力加載速度表

3.3 支撐裂縫有效寬度和支撐劑鋪置濃度

裂縫擴(kuò)展模擬表明，典型施工參數(shù)（施工排量12 m3/min、4簇、滑溜水黏度2 mPa·s）和儲層條件下，水力壓裂中人工裂縫寬度為0.4～2.0 mm，折算后支撐劑鋪置濃度為1.0～2.5 kg/m2（圖4）。

3.4 現(xiàn)場用支撐劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)方法

圖4 威遠(yuǎn)區(qū)塊某井壓裂過程中的裂縫剖面模擬結(jié)果圖

國內(nèi)常規(guī)的支撐劑導(dǎo)流能力評價標(biāo)準(zhǔn)是采用約3.5 MPa/min的應(yīng)力加載速度加載，支撐劑鋪置濃度為5 kg/m2、10 kg/m2。這2個參數(shù)與長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)龍馬溪組頁巖氣現(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)時候的值差別較大，為了更符合現(xiàn)場實(shí)際情況，對實(shí)驗(yàn)方法進(jìn)行了調(diào)整，將鋪置濃度調(diào)整到2.5 kg/m2，將加載速率調(diào)整到1 MPa/min，依據(jù)儲層的閉合壓力情況，結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)過程中井底壓力，將最高加載應(yīng)力設(shè)置在70 MPa。

3.5 室內(nèi)支撐劑檢測結(jié)果

利用筆者提出的實(shí)驗(yàn)方法，對8組70/140目的石英砂樣品進(jìn)行了篩選，優(yōu)選出來2組能夠滿足生產(chǎn)需求的石英砂樣品（圖5）。根據(jù)測試結(jié)果推測，在最高加載壓力50 MPa時，2組70/140目石英砂樣品氣測長期導(dǎo)流能力為1.01～1.09 D·cm（根據(jù)以往測試結(jié)果，一般情況下氣測為液測導(dǎo)流能力的3倍，而短期導(dǎo)流能力相當(dāng)于長期導(dǎo)流能力的1/3[10-11]）。

圖5 70/140目石英砂導(dǎo)流能力測試結(jié)果圖

對于分支裂縫情況，按最大值估算，則作用在支撐劑上的有效應(yīng)力約為69 MPa，此時鋪置濃度為2.5 kg/m2時的導(dǎo)流能力為0.53～0.56 D·cm（圖5），根據(jù)模擬結(jié)果最小裂縫寬度可能為0.4 mm，相當(dāng)于最大縫寬2 mm的20%，如果采用本方法獲得的支撐劑進(jìn)行支撐，則此時分支裂縫的導(dǎo)流能力也會大于0.10 D·cm（單層或者非均勻鋪置的導(dǎo)流能力會高于多層鋪置）。

3.6 應(yīng)用石英砂對產(chǎn)能的影響

為了論證實(shí)驗(yàn)篩選的石英砂能否滿足現(xiàn)場實(shí)際需求，利用該石英砂的測試結(jié)果進(jìn)行外推獲得長導(dǎo)數(shù)據(jù)，利用數(shù)值模擬方法對考慮長導(dǎo)條件下的陶粒和本次篩選的石英砂的產(chǎn)能進(jìn)行了模擬計算和對比分析（不考慮因?yàn)?0/140目替換原有的40/70目陶粒，粒徑變小導(dǎo)致的裂縫長度增加的影響），模擬結(jié)果表明（圖6），采用全部70/140目石英砂“替換”陶粒后，產(chǎn)能幾乎沒有變化。因此篩選的70/140目石英砂能夠滿足需求。

圖6 基質(zhì)滲透率為6.0×10－4 mD時的模擬結(jié)果圖

4 石英砂試驗(yàn)礦場應(yīng)用效果

4.1 長寧區(qū)塊龍馬溪組頁巖氣典型試驗(yàn)井效果

長寧區(qū)塊某A平臺2口井，儲層埋深2 579～2 980 m，優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率長寧A-1井99.5%，長寧A-2井95%，脆性指數(shù)57%，總有機(jī)碳含量3.2%～3.7%，孔隙度介于5.1%～6.4%。

設(shè)計時，提高2口井的石英砂比例至70%～80%（質(zhì)量比）。實(shí)際實(shí)施后，長寧A-1井70/140目石英砂占比67%、40/70目陶粒占比33%；長寧A-2井70/140目石英砂占比31%、40/70目陶粒占比79%（表2）。施工過程中砂濃度介于120～160 kg/m3。2口井均采用橋塞分段分簇射孔方式進(jìn)行施工，施工排量12～14 m3/min，單段液量1 860～1 900 m3。其中長寧A-1井，由于施工中部分井段套變，因此僅壓裂18段。

表2 長寧A區(qū)塊2口井的地質(zhì)和施工基本參數(shù)表

試驗(yàn)結(jié)果表明，長寧A-2井的井口壓力為17.23 MPa，測試產(chǎn)量為30.6×104m3/d，平均單段產(chǎn)氣量1.3×104m3/d。長寧A-1井的井口壓力為18.24 MPa，測試產(chǎn)量為40.0×104m3/d，平均單段產(chǎn)氣量為2.2×104m3/d。對比結(jié)果說明，增加石英砂的比例并未影響產(chǎn)量。而且試驗(yàn)井通過增加單段石英砂用量為58%，測試產(chǎn)量單段提高了67%，兩個月末的累計產(chǎn)氣量單段提高了50%（圖7）。

4.2 威遠(yuǎn)區(qū)塊龍馬溪組頁巖典型試驗(yàn)井效果

威遠(yuǎn)區(qū)塊某A平臺2口井，儲層埋深3 120～3 510 m，優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率100%，脆性指數(shù)54%，孔隙度7.6%，巖心滲透率0.000 095～0.000 600 mD，其他地質(zhì)參數(shù)相當(dāng)。

圖7 長寧區(qū)塊2口水平井單段平均累計產(chǎn)氣量對比圖

設(shè)計時提高70/140目石英砂比例70%～80%，2口井均采用橋塞分段分簇射孔方式進(jìn)行施工，施工排量12～14 m3/min，單段液量1 840～1 900 m3，單段砂量89～105 m3（表3） 。

表3 威遠(yuǎn)A區(qū)塊2口井的地質(zhì)和施工基本參數(shù)表

產(chǎn)量統(tǒng)計結(jié)果表明（表4），壓后2口井180 日末的累計產(chǎn)量相差不大（圖8）。180日末的井口壓力相近情況下，簇數(shù)僅增加3%，液量增加了2%，砂量提高18%，日產(chǎn)氣量卻提高約47%，證明增加70/140目石英砂用量、降低40/70目陶粒用量在深層也可行。

表4 威遠(yuǎn)A區(qū)塊2口井日產(chǎn)氣量情況表

5 結(jié)論

1）依據(jù)長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣生產(chǎn)過程分析，提出了在篩選支撐劑時，為了更接近現(xiàn)場實(shí)際情況，應(yīng)降低篩選實(shí)驗(yàn)的有效應(yīng)力加載速率，改變鋪置濃度，加載到最高有效閉合應(yīng)力。

圖8 威遠(yuǎn)區(qū)塊2口水平井累計產(chǎn)氣量對比圖

2）數(shù)值模擬表明，對于長寧、威遠(yuǎn)區(qū)塊的儲層，其基質(zhì)滲透率小于6.0×10－4mD時，主裂縫導(dǎo)流能力介于0.8～1.0 D·cm、分支裂縫導(dǎo)流能力0.05～0.10 D·cm即可滿足生產(chǎn)需求。

3）當(dāng)主裂縫垂直最小主應(yīng)力方向，分支裂縫垂直主裂縫時，對于長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)埋深2 000～3 500 m的儲層，作用在主裂縫內(nèi)支撐劑上的最大有效應(yīng)力低于54 MPa，作用在分支裂縫內(nèi)支撐劑上的最大有效應(yīng)力約為69 MPa（測井解釋最大水平主應(yīng)力結(jié)果）。

4）通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)篩選出能夠滿足長寧—威遠(yuǎn)地區(qū)需求的70/140目石英砂，并開展了現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明該地區(qū)兩個平臺的典型井，將石英砂比例從約30%提高為70%～80%，單段產(chǎn)氣量無明顯變化，證明在頁巖氣深層，采用提高石英砂比例“替換”陶?？尚?。

5）由于石英砂成本較低，預(yù)計通過石英砂“替換”陶粒方法，1 500 m水平段，分壓20段，單段砂量150 t，采用替換方式將石英砂比例提高到70%～100%，則單井可以節(jié)約支撐劑成本60萬元～100萬元（石英砂按800元/t計算，陶粒按1 300元/t），按建產(chǎn)100×108m3、1 000口水平井計算，通過該方法可節(jié)約6億元～10億元，如果石英砂本地化，則成本進(jìn)一步降低，經(jīng)濟(jì)效益會更好，具有較大的推廣和應(yīng)用價值。

[ 1 ] Mayerhofer MJ, Lolon EP, Youngblood JE & Heinze JR. Integration of microseismic-fracture-mapping results with numerical fracture net-work production modeling in the Barnett shale[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24-27 September 2006, San Antonio, Texas, USA.DOI:http://dx.doi.org/10.2118/102103-MS.

[ 2 ] Weaver JD & Rickman RD. Productivity impact from geochemical degradationof hydraulic fractures[C]//SPE Deep Gas Conference and Exhibition, 24-26 January 2010, Manama, Bahrain.DOI:http://dx.doi.org/10.2118/130641-MS.

[ 3 ] 于榮澤, 張曉偉, 卞亞南, 李陽, 郝明祥. 頁巖氣藏流動機(jī)理與產(chǎn)能影響因素分析[J]. 天然氣工業(yè), 2012, 32(9): 10-15.Yu Rongze, Zhang Xiaowei, Bian Yanan, Li Yang & Hao Mingxiang. Flow mechanism of shale gas reservoirs and inf l uential factors of their productivity[J]. Natural Gas Industry, 2012, 32(9):10-15.

[ 4 ] 楊立峰, 安琪, 丁云宏, 崔明月, 許志赫. 一種考慮長期導(dǎo)流的人工裂縫參數(shù)優(yōu)化方法[J]. 石油鉆采工藝, 2012, 34(3): 67-72.Yang Lifeng, An Qi, Ding Yunhong, Cui Mingyue & Xu Zhihe.A new optimal method on artif i cial fracture parameter with longterm conductivity taken into account[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2012, 34(3): 67-72.

[ 5 ] 陳勉, 金衍. 基于巖心分析的頁巖氣壓裂工藝參數(shù)優(yōu)選[J]. 石油鉆探技術(shù), 2012, 40(4): 7-12.Chen Mian & Jin Yan. Shale gas fracturing technology parameters optimization based on core analysis[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2012, 40(4):7-12.

[ 6 ] 張毅, 馬興芹,靳保軍. 壓裂支撐劑長期導(dǎo)流能力試驗(yàn). 石油鉆采工藝, 2004, 26(1): 59-61.Zhang Yi, Ma Xingqin & Jin Baojun. Long-term fracture conductivity of fracturing propant[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2004, 26(1): 59-61.

[ 7 ] 鄒雨時, 張士誠, 馬新仿. 頁巖氣藏壓裂支撐裂縫的有效性評價[J]. 天然氣工業(yè),2012, 32(9): 52-55.Zou Yushi, Zhang Shicheng & Ma Xinfang. Assessment on the eあectiveness of propped fractures in the fracturing of shale gas reservoirs[J]. Natural Gas Industry, 2012, 32(9): 52-55.

[ 8 ] 朱怡暉, 賈長貴, 蔣廷學(xué). 多因素影響下的頁巖支撐裂縫導(dǎo)流能力計算[J]. 石油天然氣學(xué)報, 2014, 36(8): 129-132.Zhu Yihui, Jia Changgui & Jiang Tingxue. Calculation of flow conductivity of fractures supported by shale inf l uenced by multiple factors[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2014; 36(8):129-132.

[ 9 ] 萬仁溥, 羅英俊. 采油技術(shù)手冊[M]. 2版. 北京: 石油工業(yè)出版社, 1998.Wan Renpu & Luo Yingjun. Production technical manual[M]. 2nded. Beijing: Petroleum Industry Press,1998.

[10] Raysoni N & Weaver J. Long-term hydrothermal proppant performance[J]. SPE Production & Operations, 2013, 28(4): 414-426.

[11] Kaufman PB, Anderson RW, Parker MA, Brannon HD, Neves AR, Abney KL, et al. Introducing new API/ISO procedures for proppant testing[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 11-14 November 2007, Anaheim, California, USA.DOI:http://dx.doi.org/10.2118/110697-MS.